RU2670435C1 - Installation for hydroconversion of heavy oil stock - Google Patents
Installation for hydroconversion of heavy oil stock Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670435C1 RU2670435C1 RU2018123445A RU2018123445A RU2670435C1 RU 2670435 C1 RU2670435 C1 RU 2670435C1 RU 2018123445 A RU2018123445 A RU 2018123445A RU 2018123445 A RU2018123445 A RU 2018123445A RU 2670435 C1 RU2670435 C1 RU 2670435C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- unit
- line
- gas
- hydroconversion
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 title abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 238000005245 sintering Methods 0.000 claims description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 18
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLTNJGDECJATET-RIVJSTIKSA-N [(8r,9s,10r,13s,14s,17s)-10,13-dimethyl-3-oxo-1,2,6,7,8,9,11,12,14,15,16,17-dodecahydrocyclopenta[a]phenanthren-17-yl] 4-methylpentanoate;[(8r,9s,10r,13s,14s,17s)-10,13-dimethyl-3-oxo-1,2,6,7,8,9,11,12,14,15,16,17-dodecahydrocyclopenta[a]phenanthren-17-yl Chemical compound C1CC2=CC(=O)CC[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@H](OC(=O)CC)[C@@]1(C)CC2.C1CC2=CC(=O)CC[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@H](OC(=O)CCC(C)C)[C@@]1(C)CC2.C([C@]1(C2CC[C@@H]1O)C)CC(C1=CC=3)C2CCC1=CC=3OC(=O)C1=CC=CC=C1.O([C@H]1CCC2C3C(C4=CC=C(O)C=C4CC3)CC[C@@]21C)C(=O)CCC1=CC=CC=C1.O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(CCC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C(=O)CCC1=CC=CC=C1 SLTNJGDECJATET-RIVJSTIKSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 239000006253 pitch coke Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
- C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
- C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 characterised by the catalyst used
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к гидроконверсии тяжелого углеводородного сырья, осуществляемой в присутствии дисперсии катализатора и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.The invention relates to hydroconversion of heavy hydrocarbon raw materials, carried out in the presence of a dispersion of the catalyst and may find application in the refining industry.
Известен способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков [RU 2400525, опубл. 27.09.2010 г., МПК C10G 49/04], осуществляемый на установке, включающей блок получения сырьевой смеси сырья (асфальтитов, вакуумных и атмосферных остатков перегонки нефти, тяжелых остатков термокаталитических процессов), модификатора, водного раствора прекурсора катализатора и поверхностно-активного вещества, блок гидрогенизации (гидроконверсии) и блок фракционирования продукта гидроконверсии с получением дистиллятных фракций, выкипающих при температурах до 520°С и вакуумного остатка, частично возвращаемого в блок получения сырьевой смеси.The known method of hydrogenation processing of heavy oil residues [RU 2400525, publ. September 27, 2010, IPC C10G 49/04], carried out at the facility, which includes a unit for obtaining raw mixture of raw materials (asphaltites, vacuum and atmospheric residues of oil distillation, heavy residues of thermocatalytic processes), modifier, aqueous solution of catalyst precursor and surfactant , a hydrogenation unit (hydroconversion) and a fractionation unit of a hydroconversion product to produce distillate fractions boiling away at temperatures up to 520 ° C and a vacuum residue, partially returned to the unit for preparing the raw mix.
Недостатком известной установки являются низкий выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 360°С, из-за получения в составе дистиллятных фракций тяжелого газойля, выкипающего при температурах 360-520°С и составляющего примерно 30-35% от суммы дистиллятных фракций, а также из-за вывода части остатка, содержащего большое количество углеводородов.A disadvantage of the known installation is the low yield of light fractions boiling away at a temperature of up to 360 ° C, due to the production of distillate fractions of heavy gas oil boiling away at temperatures of 360-520 ° C and approximately 30-35% of the sum of distillate fractions, as well as due to the withdrawal of part of the residue containing a large amount of hydrocarbons.
Наиболее близок к заявляемому изобретению способ гидроконверсии тяжелой части матричной нефти [RU 2614140, опубл. 23.03.2017 г., МПК C10G 47/26], осуществляемый на установке, включающей блок подготовки сырья (сырьевой смеси) из сырья (тяжелой части матричной нефти с температурой кипения выше 350°С), рисайкла и водного раствора прекурсора молибденсодержащего катализатора, который соединен линией подачи сырьевой смеси с нагревательно-реакционным блоком, оснащенным линией подачи водородсодержащего газа, который соединен линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, состоящим из блоков (секций) сепарации, атмосферной и вакуумной дистилляции, и оснащенным линиями подачи углеводородных газов в блок очистки газов, вывода бензиновой, дизельной фракций и вакуумного газойля в качестве продуктов, подачи части остатка сепарации продуктов гидроконверсии с температурой кипения выше 250°С в качестве рисайкла, а также линией вывода вакуумного остатка, которая может быть соединена с линией подачи рисайкла, при этом блок очистки газов оснащен линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа.Closest to the claimed invention, the method of hydroconversion of the heavy part of the matrix oil [RU 2614140, publ. 23.03.2017, IPC C10G 47/26], carried out at the facility, including the raw material preparation unit (raw mix) from the raw material (heavy part of the matrix oil with a boiling point above 350 ° С), rysel and an aqueous solution of the molybdenum-containing catalyst precursor, which connected to the raw material supply line with a heating and reaction unit equipped with a hydrogen-containing gas supply line, which is connected to the hydroconversion product supply line with a fractionation unit consisting of separation units (sections), atmospheric and vacuum distillation, equipped with hydrocarbon gas supply lines to the gas purification unit, gasoline, diesel fractions and vacuum gas oil as products, feeding a part of the separation residue of hydroconversion products with a boiling point above 250 ° C as a recycle, and a vacuum residue that can be connected with the supply line ryseykla, while the gas purification unit is equipped with supply lines of hydrogen-containing gas and the output of the purified hydrocarbon gas.
Описанный способ с применением данной установки технически на осуществим, поскольку блок очистки газов не оснащен линией вывода жидкой части светлых фракций с температурой кипения до 250°С, подаваемых из секции сепарации.The described method with the use of this installation is technically feasible, since the gas purification unit is not equipped with a liquid output line of the light fractions with a boiling point of up to 250 ° C supplied from the separation section.
Кроме того, недостатком данной установки является низкий выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 360°С, из-за соединения блока фракционирования с блоком подготовки сырьевой смеси линией подачи части остатка сепарации продуктов гидроконверсии с температурой кипения выше 250°С в качестве рисайкла. Это имеет следствием подачу в составе рисайкла на повторную гидроконверсию части уже полученных светлых фракций с интервалом выкипания 250-360°С и приводит к повышению выхода газа. Выход светлых фракций также снижает оснащение блока фракционирования линией вывода вакуумного газойля в качестве продукта и линией вывода части остатка, который содержит углеводороды, которые потенциально могут быть превращены в светлые фракции.In addition, the disadvantage of this installation is the low yield of light fractions boiling at temperatures up to 360 ° C, due to the connection of the fractionation unit with the raw material preparation unit by feeding a portion of the residue of hydroconversion product separation with a boiling point above 250 ° C as a recycler. This results in the supply of a portion of the already obtained light fractions with a boiling interval of 250–360 ° C in the composition of a recycler for repeated hydroconversion and leads to an increase in the gas yield. The yield of light fractions also reduces the equipping of the fractionation unit with a vacuum gas oil output line as a product and a part output line of the residue that contains hydrocarbons, which can potentially be turned into light fractions.
Задача изобретения - повышение выхода светлых фракций.The objective of the invention is to increase the yield of light fractions.
Техническим результатом является повышение выхода светлых фракций за счет оснащения установки блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, соединенным с блоком фракционирования линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла, а с нагревательно-реакционным блоком линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая соединена с линией подачи сырья, что позволяет уменьшить или исключить вывод вакуумного газойля в качестве товарного продукта, а также исключить подачу фракций с интервалом выкипания 250-360°С на повторную гидроконверсию. Кроме того, повышение выхода светлых достигается расположением на линии вывода вакуумного остатка блока пекования или замедленного коксования, соединенного с блоком фракционирования линией подачи дистиллятных продуктов переработки.The technical result is to increase the yield of light fractions by equipping the unit with a catalyst precursor emulsion receiving unit connected to the fractionation unit with fuel oil supply lines and vacuum gas oil as a recycler, and with a heating and reaction unit with a catalyst precursor emulsion supply line, which is connected to the raw material supply line, that allows to reduce or eliminate the output of vacuum gas oil as a marketable product, as well as to exclude the flow of fractions with boiling interval of 250-360 ° C ornuyu hydroconversion. In addition, the increase in light output is achieved by positioning on the output line of the vacuum residue of the sintering unit or delayed coking unit, which is connected to the fractionation unit by the supply line of distillate processed products.
Указанный технический результат достигается тем, что в предлагаемой установке, включающей нагревательно-реакционный блок, оснащенный линиями подачи сырьевой смеси и водородсодержащего газа, соединенный линией подачи продуктов гидроконверсии с блоком фракционирования, оснащенным линией подачи газов в блок их очистки с линиями подачи водородсодержащего газа и вывода очищенного углеводородного газа, а также линиями вывода бензиновой и дизельной фракций в качестве продуктов, линией подачи рисайкла и линией вывода вакуумного остатка, особенностью является то, что установка оборудована блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линией ввода водного раствора прекурсора катализатора, линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла, соединенным с нагревательно-реакционным блоком линией подачи эмульсии прекурсора катализатора, которая соединена с линией подачи сырья, образуя линию подачи сырьевой смеси, при этом на линии вывода вакуумного остатка расположен блок пекования или замедленного коксования, соединенный с блоком фракционирования линией подачи дистиллятных продуктов переработки и оснащенный линией вывода остатка.This technical result is achieved by the fact that in the proposed installation, including a heating-reaction block, equipped with feed lines for raw mix and hydrogen-containing gas, connected by a supply line of hydroconversion products with a fractionation unit, equipped with a feed line for gases in their purification unit with supply lines for hydrogen-containing gas and output purified hydrocarbon gas, as well as lines of gasoline and diesel fractions as products, a recharge line and a vacuum residue, What is important is that the installation is equipped with a catalyst precursor emulsion production unit equipped with an input line for an aqueous solution of a catalyst precursor, fuel oil supply lines and vacuum gas oil as a recycler, connected to a heating and reaction unit of a catalyst precursor emulsion that is connected to the raw materials supply line, forming the feed line of the raw mix, while on the output line of the vacuum residue is a block of baking or delayed coking, connected to the block fractionation It is supplied with a distillate by-product line and equipped with a residue withdrawal line.
При необходимости регулирования содержания углеводородного компонента в эмульсии или количества подаваемого вакуумного газойля линия подачи мазута или линия подачи вакуумного остатка, соответственно, могут быть соединены с линией подачи эмульсии прекурсора катализатора. При необходимости часть вакуумного газойля может быть выведена в качестве товарного продукта. На линии вывода остатка (пека или нефтяного кокса) может быть расположен блок переработки остатка с оборудованием для его сжигания или газификации и гидрометаллургического извлечения из полученной золы молибдена, никеля, ванадия и других металлов, а к линии подачи сырья может примыкать линия подачи модификатора, например, вторичной дистиллятной фракции.If it is necessary to control the content of the hydrocarbon component in the emulsion or the amount of supplied vacuum gas oil, the fuel oil supply line or the vacuum residue supply line, respectively, can be connected to the catalyst precursor emulsion supply line. If necessary, part of the vacuum gas oil can be derived as a marketable product. A residue processing unit with equipment for its incineration or gasification and hydrometallurgical extraction of molybdenum, nickel, vanadium and other metals from the resulting ash can be located on the residue removal line (pitch or petroleum coke), and a modifier supply line can be attached to the raw material line, for example , secondary distillate fraction.
Блок получения эмульсии прекурсора катализатора включает смесители и диспергаторы емкостного и поточного типа. Нагревательно-реакционный блок может включать подогреватели сырья, водорода и реактор емкостного типа. Блок фракционирования может состоять из емкостных и центробежных сепараторов и ректификационных колонн. Блок очистки газов может включать, например, установки аминовой очистки и получения серы. Блок пекования или замедленного коксования включает нагревательную печь и емкостные реакторы пекования или коксования, соответственно. В качестве остальных элементов установка может быть оборудована любыми устройствами соответствующего назначения, известными из уровня техники.The unit for preparing the catalyst precursor emulsion includes mixers and dispersants of capacitive and in-line type. The heating-reaction block may include preheaters for raw materials, hydrogen, and a capacitive-type reactor. The fractionation unit may consist of capacitive and centrifugal separators and distillation columns. The gas cleaning unit may include, for example, amine purification and sulfur production plants. The sintering or delayed coking unit includes a heating furnace and capacitive sintering or coking reactors, respectively. As the remaining elements of the installation can be equipped with any devices of the appropriate purpose, known from the prior art.
Оборудование установки блоком получения эмульсии прекурсора катализатора, оснащенным линиями подачи мазута и вакуумного газойля в качестве рисайкла позволяет увеличить светлых продуктов за счет уменьшения или исключения вывода вакуумного газойля в качестве товарного продукта и исключения подачи фракций с интервалом выкипания 250-360°С на повторную гидроконверсию. Расположение на линии вывода вакуумного остатка блока пекования или замедленного коксования также увеличивает выход светлых продуктов за счет получения дополнительного количества дистиллятных продуктов.The equipment of the unit with a catalyst precursor emulsion receiving unit equipped with fuel oil supply lines and vacuum gas oil as a recycler allows to increase light products by reducing or eliminating the output of vacuum gas oil as a marketable product and excluding the supply of fractions with a boiling point of 250-360 ° С for repeated hydroconversion. The location on the output line of the vacuum residue of the block of sintering or delayed coking also increases the yield of light products by obtaining additional quantities of distillate products.
Установка включает блок получения эмульсии прекурсора катализатора 1, нагревательно-реакционный блок 2, а также блоки фракционирования 3, очистки газов 4, пекования или замедленного коксования 5.The installation includes a block for preparing the catalyst precursor emulsion 1, the heating and
При работе установки, показанной на чертеже, в блок 1 подают водный раствор прекурсора катализатора по линии 6, мазут по линии 7 и вакуумный газойль по линии 8. Полученную эмульсию по линии 9 подают в блок 2 после смешения с сырьем, подаваемым по линии 10. В блок 2 по линии 11 подают также водородсодержащий газ, а из блока 2 по линии 12 выводят продукты гидроконверсии, которые разделяют в блоке 3 на газы, направляемые по линии 13 на очистку в блок 4, бензиновую и дизельную фракции, выводимые в качестве продуктов по линиям 14 и 15, соответственно, мазут и вакуумный газойль, подаваемые в качестве рисайкла в блок 1 по линиям 7 и 8, и вакуумный остаток, подаваемый по линии 16 в блок 5, из которого в блок 3 по линии 17 возвращают дистиллятные продукты переработки, а по линии 18 выводят остаток. Из блока 4 по линии 19 выводят очищенный углеводородный газ, а по линии 11 - водородсодержащий газ. Линия подачи свежего водорода условно не показана. Пунктиром показано возможное размещение на линии 18 блока 20 для переработки остатка с получением концентратов металлов 21, а также возможное соединение линий 7 и 16 с линией 9 и вывод части вакуумного газойля. К линии 10 может примыкать линия подачи модификатора (не показано).During the operation of the plant shown in the drawing, block 1 is supplied with an aqueous solution of a catalyst precursor via
Таким образом, предлагаемая установка позволяет повысить выход светлых фракций, может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.Thus, the proposed installation allows to increase the yield of light fractions, can be used in the oil refining industry.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123445A RU2670435C1 (en) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Installation for hydroconversion of heavy oil stock |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123445A RU2670435C1 (en) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Installation for hydroconversion of heavy oil stock |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2670435C1 true RU2670435C1 (en) | 2018-10-23 |
Family
ID=63923481
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018123445A RU2670435C1 (en) | 2018-06-27 | 2018-06-27 | Installation for hydroconversion of heavy oil stock |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2670435C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7585406B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-08 | Research Institute Of Petroleum Industry (Ripi) | Process for hydroconverting of a heavy hydrocarbonaceous feedstock |
| RU2400525C1 (en) * | 2008-12-30 | 2010-09-27 | Учреждение Российской Академии Наук Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимического Синтеза Им. А.В. Топчиева Ран (Инхс Ран) | Hydrogenation refining method of heavy oil residues |
| RU2614140C1 (en) * | 2016-03-09 | 2017-03-23 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of hydroconversion of heavy part of matrix oil |
| RU2614755C1 (en) * | 2015-11-03 | 2017-03-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Method for heavy hydrocarbons hydroconversion (versions) |
-
2018
- 2018-06-27 RU RU2018123445A patent/RU2670435C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7585406B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-08 | Research Institute Of Petroleum Industry (Ripi) | Process for hydroconverting of a heavy hydrocarbonaceous feedstock |
| RU2400525C1 (en) * | 2008-12-30 | 2010-09-27 | Учреждение Российской Академии Наук Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимического Синтеза Им. А.В. Топчиева Ран (Инхс Ран) | Hydrogenation refining method of heavy oil residues |
| RU2614755C1 (en) * | 2015-11-03 | 2017-03-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Method for heavy hydrocarbons hydroconversion (versions) |
| RU2614140C1 (en) * | 2016-03-09 | 2017-03-23 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of hydroconversion of heavy part of matrix oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9630892B2 (en) | Method for converting hydrocarbon feedstocks by means of thermal steam cracking | |
| FI128635B (en) | Method for co-processing | |
| TW201516138A (en) | Process for producing marine fuels with low sulphur content from a hydrocarbon-containing cut originating from catalytic cracking of the HCO or slurry type, and employing a hydrotreating stage | |
| JP2019528358A (en) | System and method for converting feedstock hydrocarbons to petrochemical products | |
| JPS6345438B2 (en) | ||
| RU2012148117A (en) | METHOD FOR HYDROCONVERSION OF OIL FRACTIONS BY SLURRY-TECHNOLOGY, PROVIDING EXTRACTION OF METALS OF CATALYST AND RAW MATERIALS, INCLUDING STAGE OF COCING | |
| TW201538707A (en) | Process for refining a heavy hydrocarbon-containing feedstock implementing a selective cascade deasphalting | |
| US20150376513A1 (en) | Methods and apparatuses for hydrocracking and hydrotreating hydrocarbon streams | |
| CN109111950B (en) | Method for producing liquid fuel by hydrogenating full-fraction tar | |
| CN114729273B (en) | Method for preparing aviation fuel component | |
| CN101790576B (en) | Method for preparing raw material of high-quality lubricating base oil from coking gas oil | |
| RU2670435C1 (en) | Installation for hydroconversion of heavy oil stock | |
| CN111057582A (en) | Method and system for processing high-sulfur and inferior raw materials | |
| Jankowski et al. | Upgrading of syncrude from coal | |
| RU2671816C1 (en) | Installation for hydroprocessing of residual oil fractions | |
| RU2671813C1 (en) | Installation of oil residues hydroconversion (options) | |
| WO2013126364A2 (en) | Two-zone, close-coupled, dual-catalytic heavy oil hydroconversion process utilizing improved hydrotreating | |
| CN111484876B (en) | Method for producing aromatic hydrocarbon and high-quality gasoline from poor-quality catalytic cracking diesel oil | |
| RU2671817C1 (en) | Installation for hydroconversion of residual oil fractions | |
| CN1351643A (en) | Process for treating crude oil | |
| RU2758360C2 (en) | Installation for hydraulic processing of oil residues | |
| RU2819187C1 (en) | Viscosity breaking unit | |
| RU2407775C2 (en) | Boiler fuel obtaining method | |
| RU2842189C1 (en) | Method for production of petroleum needle coke with reduced content of sulphur in coke and coking distillate and plant for such method implementation | |
| RU2331663C1 (en) | Petroleum cokemaking method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210708 |